含儲能的新能源電力系統(tǒng)隨機生產(chǎn)模擬

南京工程學(xué)院 電力工程學(xué)院 時迎佳 吳昊澤 聞 憲 晏子函 鞠 樺 王希宇

隨著新能源快速的發(fā)展，光伏發(fā)電（photovoltaic，PV）新能源發(fā)電具有很強的優(yōu)勢，相關(guān)的基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)框架也逐漸完備[1-2]。由于新能源發(fā)電很受地域與天氣的限制，因此新能源發(fā)電系統(tǒng)具有很強波動性，且單個新能源發(fā)電系統(tǒng)穩(wěn)定性很差，輸出不具有平滑性。但是新能源發(fā)電系統(tǒng)與儲能（energy storage，ES）系統(tǒng)相結(jié)合可以改善光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率，從而在很大程度上改善光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)穩(wěn)定性。所以研究光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的可靠性具有重大意義。文獻(xiàn)[3]從改善風(fēng)力發(fā)電波動性及用戶負(fù)荷的不確定性問題出發(fā)，采用遺傳算法求解壓縮空氣儲能系統(tǒng)最佳存儲模型，并進行多場景仿真分析。文獻(xiàn)[4]針對儲能系統(tǒng)受運行策略與運行特性的約束，從成本角度出發(fā)研究運行策略對電力系統(tǒng)的影響。文獻(xiàn)[5-6]采用解析法研究了含風(fēng)電、光伏的發(fā)電系統(tǒng)可靠性，但未考慮到儲能的作用。文獻(xiàn)[7]針對儲能系統(tǒng)的不同運行策略為重點，對電力系統(tǒng)進行可靠性評估。文獻(xiàn)[8]建立一種EMD風(fēng)電功率分配模型，并提出混合儲能系統(tǒng)優(yōu)化模型從而提高電力系統(tǒng)可靠性。文獻(xiàn)[9]基于成本效益建立風(fēng)柴儲發(fā)電系統(tǒng)模型，并采用蒙特卡洛模擬的仿真進行可靠性評估。文獻(xiàn)[10]從供電可靠性與經(jīng)濟性的分析下，合理配置儲能和光伏系統(tǒng)并結(jié)合壓縮空氣儲能的儲能方式進行供電系統(tǒng)可靠性與經(jīng)濟性評估。

1 光伏的可靠性建模

1.1 光伏發(fā)電系統(tǒng)的功率輸出建模

光電控制系統(tǒng)的出力主要是依靠于太陽能照射力度和光電器件工作溫度。

1.1.1 光輻射強度的建模

太陽電池上接收的總輻射強度G由太陽直射、太陽散射和地面反射三部分組成，其計算公式為：

式中In，Id—地面陽光的直照輻射強度和發(fā)散輻照極強；θ—斜面上陽光的入射角；β—太陽能電池板傾斜角；ε—地面的總反照率，一般取0.2。

式（1）中陽光輻射強度G的計算，是對于在天氣晴朗的情形下進行的。在氣候發(fā)生變化時期，云層對太陽輻射波動的影響也很大，應(yīng)對式（1）進行修正[11]。參考云層的衰變系數(shù)時，調(diào)整后的總輻射是：

云的減少系數(shù)ζ云與陽光高度角、以及云層具體狀況有關(guān)。因此我們把藍(lán)天中的云狀況細(xì)分成九種，依次是：積雨云、積云、雨層云、層云、卷云、卷層云、卷積云、高積云、高層云。并針對云的基本數(shù)據(jù)，建立云層的馬爾科夫狀態(tài)轉(zhuǎn)移圖，可以根據(jù)對星空中在某一刻可以發(fā)生的云狀況做出模擬預(yù)測。在判斷云狀況之后，再根據(jù)太陽高度角度而得。

1.1.2 光伏元件溫度的建模

光電器件的工作溫度受很多因素的影響，本文假定光電器件受如下參數(shù)（如環(huán)境溫度、太陽輻射強度、元件損壞率，表面覆塵率等）的影響，因此光電器件的工作溫度通常都較環(huán)境溫度為高，但不易精確計量。本文將在考慮環(huán)境溫度之外，考察太陽光輻射強度對光電器件工作溫度的影響，則：

式中，Tt—光伏元件溫度；Ta—環(huán)境溫度，其在一日內(nèi)的氣溫變化也可以通過正弦函數(shù)描述[12]。

1.1.3 光伏出力建模

得到太陽光輻射強度和光電器件工作溫度之后，光伏發(fā)電的出力為：

式中，P2、PN—光電器件的實用輸出功率和額定功率；It—實測太陽能放射強度；I0—在標(biāo)準(zhǔn)試驗條件下的太陽能放射強度；μp—光伏組件的功率溫度系數(shù)；Tt—光電元件的實踐工作溫度；T0—在標(biāo)準(zhǔn)試驗條件下的電池實踐工作溫度，取26℃。

1.2 光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)備運行狀態(tài)建模

把光伏發(fā)電系統(tǒng)中各裝置看作在常規(guī)工作狀態(tài)與故障停機狀態(tài)之間不間斷切換的二個狀態(tài)元件，并依次用工作持續(xù)時間與檢修持續(xù)時間來說明二個狀態(tài)的總持續(xù)時間，認(rèn)為其均服從于指數(shù)分布。假設(shè)元器件的事故發(fā)生率和維修率分別為γ和ν，則元器件的正常工作時間TW和TR修復(fù)時間為[13]：

式中，δ—（0，1）之間的隨機數(shù)。

按式（5）、式（6）進行序貫蒙特卡洛模擬抽樣，并進行時序組合后可得出各個器件在特定模擬時段內(nèi)的工作狀況排序。而光電控制系統(tǒng)中一般由并網(wǎng)變壓器、逆變器、太陽能光伏陣列等裝置所構(gòu)成，且為單獨運轉(zhuǎn)的裝置。由光伏電站裝置的運行狀況會產(chǎn)生影響，因此我們將對這些裝置加以分級進行研究：第1層是并網(wǎng)變壓器，其故障問題會造成整體光電控制系統(tǒng)停機；第2層是逆變器，該層裝置故障問題會造成其所屬的太陽能光伏陣列—逆變器組停機；第3層是太陽能光伏陣列，當(dāng)中一塊光伏組件故障問題會造成其所屬的光伏組件連串停機。上部設(shè)施的停用將會直接造成下部全部設(shè)施停用，因此需要將設(shè)施進行分層抽樣，確定各個裝置的工作狀況順序，由此得出整體光伏發(fā)電系統(tǒng)的工作狀況。

2 儲能的數(shù)學(xué)建模

本文儲能設(shè)備為壓縮空氣儲能，并針對光電器件的兩個狀態(tài)建立可靠性數(shù)學(xué)模型[14]。儲能設(shè)備的充放電電流狀態(tài)特征及其時限序列值不但決定于外部控制系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換功率，而且決定儲能設(shè)備的充放電速度以及對本身的容積尺寸的影響。設(shè)儲能設(shè)備在t時刻與外界交流的總電量約為ΔPt，則：

當(dāng)ΔPt＜0時，亦即外部控制系統(tǒng)缺電，儲能設(shè)備輸出電量約為：

式中，Pecmax—儲能設(shè)備的最大釋能電量；Pecsoc—儲能設(shè)備最小功率荷電狀況；Sotc-1—t-1時刻的最高儲能設(shè)備荷電率；Socmin—人為設(shè)計的儲能設(shè)備最小設(shè)計荷電率；ηb—儲能設(shè)備放電效率；EM—儲能設(shè)備總?cè)萘?；Δt—仿真時間隙。

當(dāng)ΔPt＞0時，亦即外部系統(tǒng)電源盈余，并為儲能設(shè)備充滿，則其充滿輸出功率約為：

式中，Pecmax—儲能設(shè)備的最高充電功率；Pecsoc—儲能設(shè)備最高荷電狀態(tài)約束值；Socmin—人為設(shè)計的儲能設(shè)備最高荷電率；ηt—儲能設(shè)備放電效率。

3 壓縮空氣儲能系統(tǒng)模型

壓縮空氣儲能系統(tǒng)（CAES系統(tǒng)）由壓縮機組、電動發(fā)電機組、膨脹機組和儲氣罐等組成，在充電模式下，使用多余的電力來驅(qū)動壓縮機，將部分棄風(fēng)量轉(zhuǎn)換為存儲在儲氣罐的壓縮空氣實現(xiàn)儲能；在放電模式下，高壓空氣通過用于穩(wěn)定輸出壓力的節(jié)流閥排出，然后進入膨脹機驅(qū)動發(fā)電機工作。

本文將根據(jù)如下假定構(gòu)建CAES系統(tǒng)模式：在各循環(huán)氣體流動中，不影響漏氣；忽視了流體在流動、換熱等流程中的相變和化學(xué)反應(yīng)；不顧及流線在管路中的熱量損失和壓強經(jīng)濟損失。

4 含光儲發(fā)電系統(tǒng)的協(xié)調(diào)運行方式

含光伏儲能發(fā)電體系可認(rèn)為是一座由各種分布式網(wǎng)絡(luò)電源組合所構(gòu)成，并與外界電網(wǎng)相連通的發(fā)電體系。分布式供電與外圍網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)共同為高負(fù)荷電源。而外圍的連接系統(tǒng)則能有效支持和保護分布式發(fā)電系統(tǒng)，一般是最上一層變電所，也可能是在配電網(wǎng)上的饋線。

光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)在并入外部供電時，發(fā)電系統(tǒng)可靠性也與其的運營方案有關(guān)。本文主要通過下列二種運行方案來實現(xiàn)可靠性評價：

方案一：以光伏發(fā)電系統(tǒng)和外界控制系統(tǒng)共同為負(fù)載電源，由光伏發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)先供應(yīng)。在負(fù)載電源不足時，所缺乏的電能則由外界控制系統(tǒng)供給。當(dāng)外部的發(fā)電系統(tǒng)和風(fēng)光出力總數(shù)仍沒法達(dá)到最大負(fù)載要求時，儲能裝置釋放；相反，當(dāng)電能盈余時，儲能裝置充滿。此時：

式中，Pst、Ppvt、和Plt—t為時刻外部發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率、內(nèi)部光伏發(fā)電輸出功率和負(fù)荷功率。

方案二：將光伏發(fā)電系統(tǒng)單獨給部分負(fù)載（占總負(fù)荷比例為k）電能，即負(fù)載每小時接受的整個光伏發(fā)電系統(tǒng)的總電量，不大于kPlt。當(dāng)光伏發(fā)電系統(tǒng)實際產(chǎn)生的電量大于設(shè)定值時，儲能設(shè)備處于充滿狀態(tài)，反之則處于放電狀態(tài)。此時：

方案一和方案二的不同之處在于：方案一中光儲發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)先給負(fù)載電能，而外部系統(tǒng)則補足了光儲發(fā)電系統(tǒng)處理的不足，因此光儲冗余能量較小，但分布式供電的能量效率卻極高，僅在光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)總的輸出功率超過負(fù)荷需求時，才可以產(chǎn)生多余的能量，儲能系統(tǒng)才能進行充電特性；而在方案二中，光伏發(fā)電優(yōu)先供給部分負(fù)荷，此時外部系統(tǒng)也同時工作為剩余的負(fù)荷供電，且在光伏發(fā)電能力不足時，可以補齊殘余負(fù)荷，在此方案下，光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的指標(biāo)評定將與人為設(shè)定的數(shù)值相關(guān)。本文建立的儲能運行策略為：儲能充電時，兩種策略下，外部系統(tǒng)與光伏系統(tǒng)都可將剩余電能給儲能系統(tǒng)充電。儲能系統(tǒng)放電時，只有在總的輸出功率已經(jīng)滿足了負(fù)荷的需求才可以放電，而方案二只要光伏發(fā)電能力不足時，儲能系統(tǒng)就放電。

5 含光儲發(fā)電系統(tǒng)的可靠性評估

5.1 可靠性評估方案

通過序貫蒙特卡洛模擬法，對含光伏技術(shù)儲發(fā)電系統(tǒng)的安全性進行評價，取模擬時間間隔為1h，模擬總時長N年?？煽啃缘脑u價流程圖，如圖1所顯示。

圖1 可靠性評估流程圖

5.2 可靠性評估指標(biāo)

在進行可靠性評估時除了采用缺電期望值（LOLE）和電量不足期望值（LOEE）的指數(shù)之外，本文中還定義了如下二個指數(shù)：

5.2.1 光儲冗余容量比PRC（proportion of redundant capacity）

當(dāng)光儲發(fā)電系統(tǒng)出力值超過了其所要求出力值時，剩余的能量為多余輸出容量。PRC，即為光儲發(fā)電系統(tǒng)的冗余功率容量占光伏全年實際發(fā)出功率容量比例：

式中，Prt—t為時刻發(fā)電系統(tǒng)的冗余功率，若Prt≤0，令Prt=0；Ppvbt，Ppvbt0—t時刻發(fā)電系統(tǒng)的總輸出功率和所需要的功率。

5.2.2 光儲出力偏離度OOD（output offset degree）

光伏出力偏離度OOD，是指光伏儲發(fā)電系統(tǒng)實際出力與其需要出力值間的偏離程度。

6 算例分析

6.1 算例簡介

本文所選擇的基本測量系統(tǒng)中，所有光伏元件的額定功率均為1000kV，內(nèi)部儲能設(shè)備的總?cè)萘烤鶠?000kVh，而外部系統(tǒng)的額定有功功率均為2000kV，總負(fù)載峰值則為2300kV。光伏發(fā)電系統(tǒng)中的逆變器、光伏模塊的平均故障率（次/年）和平均修復(fù)時間（小時/次）分別為0.36292、0.000132和240、250。假設(shè)儲能設(shè)備所在位置為為北緯32.33°，一般大氣透明度約取0.7，且太陽能動力電池傾斜角約為30°，且安放方位約為正南正北。儲能設(shè)備的充放電效率均為0.921，最大/最小荷電率為0.95/0.25。本算例系統(tǒng)指標(biāo)PRC和OOD的計算結(jié)果，根據(jù)各個時間光伏儲能發(fā)電控制系統(tǒng)的具體實際出力方案和出力目的值，在方案一中，如果光伏儲能發(fā)電控制系統(tǒng)的某時刻出力方案和目標(biāo)即為此時的負(fù)載數(shù)值；方案二中，如果光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)的某時刻出力方案和目標(biāo)均設(shè)為此時負(fù)載的20%，則設(shè)置k=0.2。

6.2 可靠性評估結(jié)果與分析

分別在兩種運行方式下，對基本算例控制系統(tǒng)進行了安全性評價，以及對只在外部系統(tǒng)與負(fù)荷下的發(fā)電控制系統(tǒng)（即不含光伏儲能）的安全性指標(biāo)進行了仿真模擬，結(jié)論如表1所給出。由表1中可以得知，在二種運行方案下，光伏儲能的接入量均能較好提高系統(tǒng)的電力安全性。從缺電期望值LOLE和電力不足預(yù)期LOEE兩種指標(biāo)來看，相比于方案二，相同容量的光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)在方案一下對系統(tǒng)可靠性的提升效應(yīng)更為突出，且安全性也更高。

表1 基本算例系統(tǒng)的可靠性指標(biāo)

將基本算例系統(tǒng)進行調(diào)整，來研究光伏總?cè)萘俊δ苋萘恳约巴獠肯到y(tǒng)等對發(fā)電系統(tǒng)可靠性的影響。

6.2.1 光伏總?cè)萘繉Πl(fā)電系統(tǒng)可靠性的影響

改變了光伏發(fā)電系統(tǒng)的總輸出功率，由原來1000kV等比例逐步提高至7000kV，進行了安全性評價，其結(jié)論如圖2所給出，圖中Ppv值代表光伏的總?cè)萘俊?/p>

從圖2可以得知，在方案一和方案二中，發(fā)電系統(tǒng)的可靠性指數(shù)LOLE、LOEE均隨光伏總?cè)莘e的增加而減少，但伴隨總?cè)莘e的逐步增加，下降態(tài)勢也趨緩。伴隨并網(wǎng)的時間光伏總?cè)莘e也越大，發(fā)電系統(tǒng)的電能可靠性越高。而光伏儲能冗余容積比PRC則隨光伏總?cè)莘e的增加而逐步上升，能量效率也逐步下降。而光伏儲能出力偏離率比OOD則在方案一下的變動程度不大，當(dāng)總?cè)莘e為3000kVh，達(dá)到了最低位，但其后又伴隨總?cè)莘e的增加而變大，并逐步偏離了實際負(fù)載數(shù)值；在方案二下，當(dāng)光系統(tǒng)總?cè)萘考s為1000kVh，OOD值很小，并且伴隨系統(tǒng)總?cè)萘康脑黾?，偏離率明顯上升，這是因為在方案二中，太陽光儲儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)僅承擔(dān)了全部負(fù)載的20%（峰荷約為460kW），而1kV培則完全可以滿足這些負(fù)載，但是伴隨太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的總?cè)萘吭黾樱斔统隽ζx將越來越嚴(yán)重。

圖2 不同光伏總?cè)萘康南到y(tǒng)指標(biāo)

圖3 不同儲能容量時的系統(tǒng)指標(biāo)

6.2.2 儲能容量對發(fā)電系統(tǒng)可靠性的影響

維持光伏的輸出功率恒定，儲能容量由零逐漸增加6000kWh，而當(dāng)光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)分別工作于方案一和方案二時，結(jié)果如下所示CES（儲能容量）。從圖五可以得知，無論在方案一或者方案二下，隨著儲能容量的變大指標(biāo)LOLE和LOEE隨之減小，增加控制系統(tǒng)的安全性。在方案一中，當(dāng)儲能容量增加到1000kWh后，此時可靠性指標(biāo)L0LE已達(dá)到一定峰值，繼續(xù)改變可靠度指標(biāo)LOLE，其結(jié)果并不明顯，而系統(tǒng)的可靠性度指標(biāo)LOEE的改進效果則較好。這就是儲能系統(tǒng)當(dāng)負(fù)載缺電時可釋放能量，盡管不一定可能夠滿足全部負(fù)荷需求，但起碼滿足了部分負(fù)荷的需求，降低系統(tǒng)的缺電質(zhì)量。儲能容量的增對光伏儲能的冗余能量比PRC和出力偏移率比OOD均無顯著影響。在方案二中，當(dāng)儲能容量達(dá)到1000kVh后，4個指標(biāo)都趨向飽和，但改變并不明顯。這是因為此時光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)還只能承擔(dān)約20%的大負(fù)荷發(fā)電要求（峰荷約為460kW），已可基本應(yīng)付這部分的要求，對儲能容量的繼續(xù)提高并無明顯改善意義。

6.2.3 外部系統(tǒng)功率對發(fā)電系統(tǒng)可靠性的影響

光伏儲能容積大小均與國際基本算例體系保持一致。調(diào)整了外部系統(tǒng)的輸出功率范圍，由0-3500kV。在此時兩種工作方案下，控制系統(tǒng)的可靠性仿真結(jié)果將如表2所給出。

從表2可以得知，在外部控制系統(tǒng)的輸出功率為零或很小時，僅依靠光伏儲能發(fā)電控制系統(tǒng)是不能保證系統(tǒng)正常工作的。但隨著外部控制系統(tǒng)輸出功率的逐步提高，控制系統(tǒng)安全可靠指數(shù)的LOLE、LOEE值快速下降，控制系統(tǒng)安全可靠性獲得了較大程度的提升，改善效應(yīng)更加顯著。在外部控制系統(tǒng)輸出功率提高至2000kV以后，控制系統(tǒng)的安全可靠指數(shù)改變并不明顯，而是逐步趨于穩(wěn)定。外部控制系統(tǒng)輸出功率的變化，對光伏儲能發(fā)電控制系統(tǒng)的多余電能比及其出力偏移率，基本無負(fù)面影響。在方案一中光伏儲能的多余電能比維持在大約1.9%，變化非常??；而方案二中光伏儲能的多余能力比大約為50%，幾乎有1/2的電能被浪費。

表2 方案一、方案二下各種外部系統(tǒng)功率時的系統(tǒng)技術(shù)指標(biāo)

7 結(jié)語

本文從光能資源的分布特征出發(fā)并考慮設(shè)備以及系統(tǒng)在具體運行時的特征，分別建立了光伏、儲能發(fā)電系統(tǒng)模型。在光儲聯(lián)合發(fā)電的協(xié)調(diào)運行作用進行電力系統(tǒng)可靠性評估。并定義缺電期望值（LOLE）、電量不足期望值（LOEE）的指數(shù)、光儲冗余容量比PRC（proportion of redundant capacity）和光儲出力偏離度OOD（output offset degree）四個指標(biāo)來進行評定光儲聯(lián)合發(fā)電電力系統(tǒng)的可靠性。通過算力系統(tǒng)分析可以得出，相對于單一的新能源發(fā)電系統(tǒng)，儲能系統(tǒng)的加入可以改善電力系統(tǒng)可靠性，且隨著儲能容量的增大可以進一步提高發(fā)電系統(tǒng)的穩(wěn)定性。合理的儲能運行策略對于光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)具有極大的意義，有效地提高供電穩(wěn)定性以及電能利用率，減小冗余電能。